USD 63.6873

-0.08

EUR 68.7823

-0.31

BRENT 59.56

+0.51

AИ-92 42.44

0

AИ-95 46.31

+0.08

AИ-98 52.1

+0.04

ДТ 48.19

+0.01

Ашальчинское месторождение сверхвязкой нефти

Ашальчинское месторождение, расположенное в Альметьевском районе Татарстана, было открыто в 1960 г.

По количеству запасов Ашальчинское месторождение относится к классу мелких.

Первоначально ввод в промышленную разработку планировался на 1993 г, но разработка началась в 2006 г.

Разработка месторождения рассчитана на 27 лет.

Всего планируется извлечь 3,74 млн т нефти.

Максимальная добыча ожидалась в 2015 г в объеме 300 тыс т/год.

Предполагалось пробурить 118 добывающих скважин.

Для дальнейшей разработки необходимо решить вопросы, связанные с оснащением месторождения парогенераторами и снабжением газом в объеме 150 млн м3.

Преимуществом для разработки месторождении является pазвитая инфpаструктуpа, наличие достаточных энергетических мощностей, рабочей силы, путей сообщения.

 

Ашальчинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу 7 продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.

Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1698 м), нижнего карбона (Н=1061,7-1064,4 м) и карбонатные породы девона (H=1068,6 м) и среднего карбона (H=769,1-795,6 м).

На Ашальчинском месторождении выявлено 23 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой.

Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых.

Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых.

Режим залежей упруго-водонапорный.

Воды представляют высоко­минерализованные рассолы (М=179-271 г/л) хлоркальциевого типа по В. Сулину.

Нефть девонских отложений относится к типу сернистых, парафинистых, смолистых.

Нефть каменно­угольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелой, высокосернистой, парафинистой, высокосмолистой.

На Ашальчинском месторождении выделено 5 основных эксплуатационных объектов, в т.ч. отложения верейского, башкирского, тульско-бобриковского, турнейского и кыновского возрастов.

Разбуривание каждого объекта планируется по самостоятельным треугольным сеткам с расстояниями между скважинами 400 м.

Разбуривание отдельных участков залежей в карбонатных коллекторах предлагается с применением горизонтальных скважин.

Cистема заводнения - внутриконтурная линейная, очаговая, естественный режим в зависимости от размеров залежей.

Проектный коэффициент нефтеизвлечения 0,242 д.ед. КИН - Отношение извлекаемых запасов нефти (возможная и рентабельная добыча) к начальным и балансовым запасам.

 

Оператор Ашальчинского месторождения - Татнефть

На Ашальчинском месторождении на 2012 г пробурено 14 пар скважин и 1 -пароциклическая.

Суммарная ежесуточная добыча составляет около 200 т/сутки нефти.

Ашальчинское месторождение является базой для отработки новых технологий и техники, основанных на тепловых методах добычи.

В 2006 г затраты составляли 49 тыс рублей/ т нефти, а в июне 2012 г - 11 тыс руб/т.

В 2006 Татнефть пробурила на Ашальчинском месторождении с обычной буровой установки БУ-75 уникальную горизонтальную скважину с выходом на поверхность;

В 2007 г благодаря технологии парогравитационного дренажа добыча битумной нефти на Ашальчинском месторождении природных битумов превысила 1000 т;

В 2009 г на Ашальчинском месторождении приступила к работе уникальная буровая установка DREСO-2000 с наклонной мачтой.

В 2017 г Татнефть заявила, что с учетом Ашальчинского месторождения планирует в перспективе довести добычу СВН до 3 млн т/год.

Система Orphus